CN104239966A - 一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，该方法利用实时电价和用电成本差异化供电协议进行源荷协调运行控制。通过采用可实现负荷可调节或可中断的具有不同用电成本的差异化供电协议，使配电网对签有差异化供电协议的用户的负荷具备可调节或可中断的灵活调控能力。在此基础上，基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，实现利用电价对配电网负荷的动态调节，同时针对实时电价调节过程中可能导致的负荷率不满足约束条件问题，提出了负荷率基于可调节负荷的预防控制和基于可中断负荷的校正控制方法。该运营方法可有效平抑负荷率的波动，实现负荷的削峰填谷，为消纳分布式电源和充分利用配变容量提供有效的保证。

Description

一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法

技术领域

本发明涉及一种配电网运营方法，尤其是涉及一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法。

背景技术

随着可再生分布式能源(Distributed Energy Resource,DER)在配电网中接入规模的不断增加，配电网中电力用户的电力供应也逐渐由配电网的单向供电模式转变为由配电网和分布式能源双向供电的模式。配电网这种由传统无源网络逐渐向有源网络的转变，也使电力用户的负荷功率特性表现出功率输入和功率输出的双向特性；同时，由于DER输出功率的随机间歇性，也将增加配电网负荷功率的随机特性。这种因为DER在配电网接入带来的配电网电源和负荷功率的运行特性变化，将使现有配电网的功能结构和运行模式日益凸显出对大规模分布式能源并网发电的制约作用。

当前配电网属于被动式配电网，其被动特征主要表现在运行、控制和规划建设三个方面。在运行方面，现有电网的电力流途径是由发电厂生产电力，电力经输电网、输电变电站、输电线路、配电变电站输送到电力用户。在这个电力流经过程中，为了维持电网的安全稳定运行，必须保证发电和用电的动态平衡。这种动态平衡也决定了当前配电网的被动运行方式和电力流动的单向性。在控制方面，当前配电网虽然也在配电自动化基础上发展了配电网管理系统，但其控制都是针对配电网发生故障后的一种被动式保护控制措施。在规划建设方面，都是从保证配电网运行安全可靠性角度出发，依据预测的最大负荷或平均负荷进行配变设备容量的选型和设计。因此，当前配电系统并不是针对大量分布式电源接入而设计，随着大规模DER的配电网接入，其也会给配电网带来诸多不利影响，例如对短路电流水平和设备选型、无功功率和电压分布、配电网保护、配电自动化和故障清除过程、特殊情况下的孤岛运行方式等问题，都会带来不利影响。因此，为了应对大量分布式DER接入，同时为了维持当前配电网的可靠性，需要从配电网规划、控制和运营三个方面实现配电网的主动工作模式转变。

与当前被动配电网相比，主动配电网是一种新的配电网技术形态，其运营作为被动配电网向主动配电网转变的三个重要建设内容之一，是从用户侧角度出发，利用市场运营环境和相应运营策略实现的间接控制。运营的核心目标就是在市场运营构架下，利用基于市场供需情况的电价定价策略和供售电合同等市场营销手段，通过市场参与运营主体的灵活互动，进行配用电资源的优化利用，实现用电负荷需求与DER能源出力之间的协调，根据系统的运行要求动态调节负荷的峰谷需求，达到配电网的配用电平衡，在保证配电网运行安全的前提下，最大限度地高效消纳可再生DER能源和提高配电网运营效益。同时，智能电力计量仪表、低压电力载波通信、馈线自动化等配电自动化技术的发展，为当前被动配电网转变成主动配电网提供了技术保证。

发明内容

本发明所要解决的技术问题，就是提供一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，立足于具有灵活控制和运营手段的主动配电网，从实现源荷协调运行角度出发，实现了主动配电网基于负荷侧需求的灵活控制。

解决上述技术问题，本发明采用了下述技术方案：

一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，其特征在于包括以下步骤：

S1与电力用户签订具有不同用电成本的差异化供电协议

所签订的差异化用电成本供电协议，按下面式一对各用户用电成本进行核算：

式一中，cost(i)表示第i个用户的用电成本；p_i(t)为第i个用户的实时用电功率；P_ir为第i个用户签订的响应负荷调节需求的最大功率；P_ic为第i个用户签订的响应负荷切除需求的最大功率；γ_r(T_r(k))为第i个用户在第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；γ_c(T_c(l))为第i个用户在第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；β_r为负荷调节需求时段内可调节负荷用电电价的优惠惩罚权重；β_c为负荷切除需求时段内中断负荷用电电价的优惠惩罚权重；c(T_r(k))为第k个负荷调节需求时段内的可调节负荷的期望调节率；t_bs(j)和t_be(j)分别为第j个电价调节时间段的开始时刻和结束时刻；t_rs(k)和t_re(k)分别为第k个负荷调节需求时间段的开始时刻和结束时刻；t_cs(l)和t_ce(l)分别为第l个负荷期初需求时间段的开始时刻和结束时刻；m(T_b(j))为第j个电价调节时间段的实时电价；m(T_r(k))为第k个负荷调节需求时间段的实时电价；m(T_c(l))为第l个负荷切除需求时间段的实时电价；α_ir为1表示第i个用户签订有负荷可调节用电协议，为0则表示未签订负荷可调节用电协议；α_ic为1表示第i个用户签订有负荷可切除用电协议，为0则表示未签订负荷可切除用电协议；n₁为用电成本计量时段内的实时电价调节次数；n₂为用电成本计量时段内的可调节负荷的动作次数；n₃为用电成本计量时段内的可切除负荷的动作次数；

式一中第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_r(T_r(k)，采用式二进行计算：

${\mathrm{\γ}}_r\left(T_r\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\·T_r\left(k\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ir}}\·c\left(k\right)\·T_r\left(k\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\·T_r\left(k\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\≤P_{\mathrm{ir}}\·c\left(k\right)\·T_r\left(k\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\·T_r\left(k\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\·T_r\left(k\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ir}}\·c\left(k\right)\·T_r\left(k\right)\end{array}\right.$    式二；

式一中第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_c(T_c(l))，采用式三进行计算：

${\mathrm{\γ}}_c\left(T_c\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\·T_c\left(l\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ic}}\·T_c\left(l\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\·T_c\left(l\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\≤P_{\mathrm{ic}}\·T_c\left(l\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(l\right)\right)\·T_c\left(l\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\·T_c\left(l\right)-{\∫}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ic}}\·T_c\left(l\right)\end{array}\right.$    式三；

S2采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，在各电价调节时间段内，对配电网负荷进行动态调节，具体包括以下子步骤：

S2-1，利用式四所示的实时电价定价公式，计算T_b(j)时间段的实时电价估计值

$\left\{\begin{array}{c}m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\η}}_{\max \_E}-{\mathrm{\η}}_{\min \_E}}\mathrm{\η}\left(T_b(j-1)\right)+{\mathrm{\η}}_{\max \_E}{m}_{\min }-{\mathrm{\η}}_{\min \_E}{m}_{\max }\\ \mathrm{\η}\left(T_b(j-1)\right)=\frac{{\∫}_{t_{\mathrm{bs}(j-1)}}^{t_{\mathrm{be}}(j-1)}{P}_L\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{pb}}\·T_b(j-1)}\end{array}\right.$    式四；

式四中，m_{max_E}和m_{min_E}分别为协议期内实时电价的最大值和最小值；η_{max_E}和η_{min_E}分别为期望利用实时电价调节的最大平均负荷率和最小平均负荷率；η(T_b(j))为第j个电价调节时间段的平均负荷率；p_L(t)为实时总负荷；P_pb为配变容量的额定有功功率；

S2-2，采用式五估计Tb(j)时间段内，作用下的负荷调节量

$\mathrm{\Δ}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}{P}_{L\_\mathrm{ref}}\·\left(e^{-f_1(m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}})\·m\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)/m_{\mathrm{ave}}-1}\right)\·e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)\∈[m_{\mathrm{up}},m_{\max }]\\ P_{L\_\mathrm{ref}}\·(1-e^{-f_2\left(m\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}\·m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}})\·e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)\∈[m_{\min },m_{\mathrm{low}}]\end{array}\right.$    式五；

式五中，为第j个电价调节时间段内的负荷预测值；P_{L_ave}为负荷统计值的平均值；P_{L_ref}为折算负荷调节量有铭值的基准功率；m_ave为平均电价；m_up和m_low分别为负荷调节对电价变化无响应范围的上限值和下限值；用于描述[m_up,m_max]电价区间负荷量的电价响应特性；用于描述[m_min,m_low]电价区间负荷量的电价响应特性；为根据负荷预测值大小确定的用于描述配电网负荷需求程度的函数；

式五中的变量，由配电网的短期负荷预测值获得；P_{L_ref}根据需求任意设定；m_ave通过m_min和m_max的线性平均值获得；m_up和m_low利用负荷调节量对电价灵敏度实际统计测量数据进行确定；

式五中的函数f₁(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式六计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₁(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_1\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln \left(\frac{\mathrm{\Δ}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}}\right)/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式六；

式六中的Δp_L(T_b(j))为第j个电价调节时间段内统计的负荷对电价响应的调节量；

式五中的函数f₂(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式七计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₂(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_2\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln (1-\frac{\mathrm{\Δ}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}})/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式七；

S2-3，采用式八估算第j个电价调节时间段内，考虑采用估计电价后的负荷率变化：

$\mathrm{\η}\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)=\frac{p_L\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-p_{\mathrm{DER}}\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)+\mathrm{\Δ}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)}{P_{\mathrm{pb}}}$    式八；

式八中，为第j个电价调节时间段内分布式电源的输出有功功率预测值；

S2-4，根据估算的利用式九进行估计电价的校正：

$\left\{\begin{array}{cc}m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)+\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}(\mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)-{\mathrm{\&eta;}}_{\exp })& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)>{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\\ m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)<{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\end{array}\right.$    式九；

式九中，η_exp为实时电价调节负荷率的期望值，根据预测负荷的平均负荷与配变容量最大允许有功功率比值确定；当计算校正后的m(T_b(j))大于m_max时，令m(T_b(j))＝m_max；当计算校正后的m(T_b(j))小于m_min时，令m(T_b(j))＝m_min；

S3当配电网的负荷率大于负荷率调节设定值时，在各负荷可调节需求时间段内，利用各用户的可调节负荷，按照式十所示基于概率估计的可调负荷调节率估算方法，通过联立方程求解，计算各用户可调负荷容量的期望调节率c(T_r(k))，并通过配电网自动化系统向可调节负荷用户发送调节负荷指令；

$\left\{\begin{array}{c}(\mathrm{\&eta;}\left(T_r\left(k\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_r)P_{\mathrm{pb}}=\left(\underset{i=1}{\overset{n_4}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ir}}\right)\&CenterDot;{\&Integral;}_0^1{R}_{i}f\left(R_i\right)d{R}_i\\ f\left(R_i\right)=\frac{1}{\sqrt{2\mathrm{\&pi;}}\mathrm{\&sigma;}}{e}^{-\frac{{(R_i-c\left(T_r\left(k\right)\right))}^2}{2{\mathrm{\&sigma;}}^2}}\end{array}\right.$    式十；

式十中，η_r为可调节负荷启动的负荷率设定值；η(T_r(k))表示第k个可调节负荷动作时间段内的负荷率；R_i表示第i个可调节负荷用户响应负荷调节命令的可调节负荷实际调节率；f(R_i)表示可调节负荷实际调解率为R_i的出现概率，用正态分布N(c(T_r(k)),σ²)近似描述；n₄表示签订有可调节负荷的用户数量；

S4当配电网的负荷率大于负荷率最大允许值时，在各可中断负荷切除需求时间段内，利用各用户的可中断负荷，按照式十一所示切除负荷原则，明确各可中断负荷切除总量，并通过配电网自动化系统向可中断负荷用户发送切除负荷指令；

$(\mathrm{\&eta;}\left(T_c\left(l\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_c)P_{\mathrm{pb}}\&le;\underset{i=1}{\overset{n_5}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ic}})$    式十一；

式十一中，η_c为配电网负荷率最大允许值；η(T_c(l))表示第l个可中断负荷切除时间段内的负荷率；n₅表示计算确定的可中断负荷用户数量。

所述的步骤S1中,电力用户在认购的差异化用电成本供电协议中，各用户签订的响应负荷调节需求的可调节负荷部分，与其签订的响应负荷可切需求的可中断负荷部分彼此相互独立。

本发明通过与电力用户签订具有不同用电成本的差异化供电协议，使配电网对配电网负荷具备可调节或可中断的调控能力，利用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法对配电网负荷进行动态调节，对因采用实时电价动态调节负荷导致的负荷率不满足约束条件问题，通过利用可调节负荷基于概率估计的调节率估算方法和可中断负荷量估算方法，对负荷率进行基于可调节负荷的预防控制和基于可中断负荷的校正控制。

有益效果：仿真结果表明，采用本发明，在实时电价和负荷率预防控制协调作用下，调控后的负荷率都能在期望负荷率η_exp附近运行，在负荷率校正控制下，配电网的最高负荷率可有效保证不超过1；利用本发明的运营方法，可以有效消纳分布式电源出力、提高配变容量利用率、节省配变容量投资、实现对负荷的“削峰填谷”控制作用。

附图说明

图1为典型负荷日日负荷曲线图；

图2为典型负荷日光伏发电系统的出力曲线1图；

图3为电力配电网负荷的需求程度图；

图4为光伏出力曲线1作用下差异化用电成本运营方法对配电网负荷特性的调控图；

图5为光伏出力曲线1作用下差异化用电成本运营方法的实时电价图；

图6为典型负荷日光伏发电系统的出力曲线2图；

图7为光伏出力曲线2作用下差异化用电成本运营方法对配电网负荷特性的调控图；

图8为光伏出力曲线2作用下差异化用电成本运营方法的实时电价图。

具体实施方式

本发明的主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，包括以下步骤：

S1与电力用户签订具有不同用电成本的差异化供电协议，使配电网对用户负荷具备可调节或可中断的调控能力，利用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法对用户负荷进行动态调节，对因采用实时电价动态调节负荷导致的负荷率不满足约束条件问题，通过利用可调节负荷基于概率估计的调节率估算方法和可中断负荷量估算方法，对负荷率进行基于可调节负荷的预防控制和基于可中断负荷的校正控制；

所签订的差异化用电成本供电协议，按下面式一对各用户用电成本进行核算：

式一中，cost(i)表示第i个用户的用电成本；p_i(t)为第i个用户的实时用电功率；P_ir为第i个用户签订的响应负荷调节需求的最大功率；P_ic为第i个用户签订的响应负荷切除需求的最大功率；γ_r(T_r(k))为第i个用户在第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；γ_c(T_c(l))为第i个用户在第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；β_r为负荷调节需求时段内可调节负荷用电电价的优惠惩罚权重；β_c为负荷切除需求时段内中断负荷用电电价的优惠惩罚权重；c(T_r(k))为第k个负荷调节需求时段内的可调节负荷的期望调节率；t_bs(j)和t_be(j)分别为第j个电价调节时间段的开始时刻和结束时刻；t_rs(k)和t_re(k)分别为第k个负荷调节需求时间段的开始时刻和结束时刻；t_cs(l)和t_ce(l)分别为第l个负荷期初需求时间段的开始时刻和结束时刻；m(T_b(j))为第j个电价调节时间段的实时电价；m(T_r(k))为第k个负荷调节需求时间段的实时电价；m(T_c(l))为第l个负荷切除需求时间段的实时电价；α_ir为1表示第i个用户签订有负荷可调节用电协议，为0则表示未签订负荷可调节用电协议；α_ic为1表示第i个用户签订有负荷可切除用电协议，为0则表示未签订负荷可切除用电协议；n₁为用电成本计量时段内的实时电价调节次数；n₂为用电成本计量时段内的可调节负荷的动作次数；n₃为用电成本计量时段内的可切除负荷的动作次数；

式一中第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_r(T_r(k)，采用式二进行计算：

${\mathrm{\&gamma;}}_r\left(T_r\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\&le;P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)\end{array}\right.$    式二；

式一中第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_c(T_c(l))，采用式三进行计算：

${\mathrm{\&gamma;}}_c\left(T_c\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\&le;P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)\end{array}\right.$    式三；

S2在各电价调节时间段内，采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，对配电网负荷进行动态调节，以使负荷率运行在期望范围内，具体包括以下子步骤：

S2-1，利用式四所示的实时电价定价公式，计算T_b(j)时间段的实时电价估计值

$\left\{\begin{array}{c}m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}\mathrm{\&eta;}\left(T_b(j-1)\right)+{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}{m}_{\min }-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}{m}_{\max }\\ \mathrm{\&eta;}\left(T_b(j-1)\right)=\frac{{\&Integral;}_{t_{\mathrm{bs}(j-1)}}^{t_{\mathrm{be}}(j-1)}{P}_L\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{pb}}\&CenterDot;T_b(j-1)}\end{array}\right.$    式四；

式四中，m_{max_E}和m_{min_E}分别为协议期内实时电价的最大值和最小值；η_{max_E}和η_{min_E}分别为期望利用实时电价调节的最大平均负荷率和最小平均负荷率；η(T_b(j))为第j个电价调节时间段的平均负荷率；p_L(t)为实时总负荷；P_pb为配变容量的额定有功功率；

S2-2，采用式五估计Tb(j)时间段内，作用下的负荷调节量

$\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}{P}_{L\_\mathrm{ref}}\&CenterDot;\left(e^{-f_1(m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}})\&CenterDot;m\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)/m_{\mathrm{ave}}-1}\right)\&CenterDot;e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)\&Element;[m_{\mathrm{up}},m_{\max }]\\ P_{L\_\mathrm{ref}}\&CenterDot;(1-e^{-f_2\left(m\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}\&CenterDot;m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}})\&CenterDot;e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)\&Element;[m_{\min },m_{\mathrm{low}}]\end{array}\right.$    式五；

式五中，为第j个电价调节时间段内的负荷预测值；P_{L_ave}为负荷统计值的平均值；P_{L_ref}为折算负荷调节量有铭值的基准功率；m_ave为平均电价；m_up和m_low分别为负荷调节对电价变化无响应范围的上限值和下限值；用于描述[m_up,m_max]电价区间负荷量的电价响应特性；用于描述[m_min,m_low]电价区间负荷量的电价响应特性；为根据负荷预测值大小确定的用于描述配电网负荷需求程度的函数；

式五中的变量，由配电网的短期负荷预测值获得；P_{L_ref}根据需求任意设定；m_ave通过m_min和m_max的线性平均值获得；m_up和m_low利用负荷调节量对电价灵敏度实际统计

测量数据进行确定；

式五中的函数f₁(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式

六计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₁(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_1\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln \left(\frac{\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}}\right)/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式六；

式六中的Δp_L(T_b(j))为第j个电价调节时间段内统计的负荷对电价响应的调节量；

式五中的函数f₂(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式七计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₂(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_2\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln (1-\frac{\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}})/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式七；

S2-3，采用式八估算第j个电价调节时间段内，考虑采用估计电价后的负荷率变化：

$\mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)=\frac{p_L\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-p_{\mathrm{DER}}\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)+\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)}{P_{\mathrm{pb}}}$    式八；

式八中，为第j个电价调节时间段内分布式电源的输出有功功率预测值；

S2-4，根据估算的利用式九进行估计电价的校正：

$\left\{\begin{array}{cc}m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)+\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}(\mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)-{\mathrm{\&eta;}}_{\exp })& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)>{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\\ m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)<{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\end{array}\right.$    式九；

式九中，η_exp为实时电价调节负荷率的期望值，根据预测负荷的平均负荷与配变容量最大允许有功功率比值确定；当计算校正后的m(T_b(j))大于m_max时，令m(T_b(j))＝m_max；当计算校正后的m(T_b(j))小于m_min时，令m(T_b(j))＝m_min；

S3当配电网的负荷率大于负荷率调节设定值时，在各负荷可调节需求时间段内，利用各用户的可调节负荷，按照式十所示基于概率估计的可调负荷调节率估算方法，通过联立方程求解，计算各用户可调负荷容量的期望调节率c(T_r(k))，并通过配电网自动化系统向可调节负荷用户发送调节负荷指令，通过对用户可调负荷的调节实现配电网负荷率的预防控制，以使负荷率保持在期望范围内：

$\left\{\begin{array}{c}(\mathrm{\&eta;}\left(T_r\left(k\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_r)P_{\mathrm{pb}}=\left(\underset{i=1}{\overset{n_4}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ir}}\right)\&CenterDot;{\&Integral;}_0^1{R}_{i}f\left(R_i\right)d{R}_i\\ f\left(R_i\right)=\frac{1}{\sqrt{2\mathrm{\&pi;}}\mathrm{\&sigma;}}{e}^{-\frac{{(R_i-c\left(T_r\left(k\right)\right))}^2}{2{\mathrm{\&sigma;}}^2}}\end{array}\right.$    式十；

式十中，η_r为可调节负荷启动的负荷率设定值；η(T_r(k))表示第k个可调节负荷动作时间段内的负荷率；R_i表示第i个可调节负荷用户响应负荷调节命令的可调节负荷实际调节率；f(R_i)表示可调节负荷实际调解率为R_i的出现概率，用正态分布N(c(T_r(k)),σ²)近似描述；n₄表示签订有可调节负荷的用户数量；

S4当配电网的负荷率大于负荷率最大允许值时，在各可中断负荷切除需求时间段内，利用各用户的可中断负荷，按照式十一所示切除负荷原则，明确各可中断负荷切除总量，并通过配电网自动化系统向可中断负荷用户发送切除负荷指令；通过对用户可中断负荷的调节实现配电网负荷率的校正控制，以使负荷率保持在最大允许范围内：

$(\mathrm{\&eta;}\left(T_c\left(l\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_c)P_{\mathrm{pb}}\&le;\underset{i=1}{\overset{n_5}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ic}})$    式十一；

式十一中，η_c为配电网负荷率最大允许值；η(T_c(l))表示第l个可中断负荷切除时间段内的负荷率；n₅表示计算确定的可中断负荷用户数量。

所述的步骤S1中,电力用户在认购差异化用电成本供电协议后，各用户签订的响应负荷调节需求的总功率与配电网配变容量允许的额定有功功率比值满足各用户签订的响应负荷可切需求的总功率与配电网配变容量允许的额定有功功率比值满足且每个用户的可调节负荷部分与其可中断负荷部分彼此相互独立。

所述的S3和S4步骤是与S2步骤所对应的“基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法”相互独立的两个方法，其中S3对应的是“基于正态分布概率估计的可调节负荷的调节率估算方法的负荷率预防控制”，S4对应的是“基于可中断负荷切除量估算方法的负荷率校正控制”。

下面通过一个实施例仿真，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。

实施例建立如下仿真初始条件：某地区配电网典型负荷日的负荷曲线如图1所示。假设该地区配电网电力用户在认购差异化用电成本供电协议后，各用户签订的响应负荷调节需求的总功率与配电网配变容量允许的额定有功功率比值满足各用户签订的响应负荷可切需求的总功率与配电网配变容量允许的额定有功功率比值满足且每个用户的可调节负荷部分与其可中断负荷部分彼此相互独立。

对图1所示典型负荷日负荷曲线进行统计后取系统的平均负荷功率P_L-ave＝100MW；令m_ave＝1.0元/kWh,m_max＝1.5元/kWh，m_min＝0.5元/kWh，m_up＝1.1元/kWh，m_low＝0.9元/kWh，P_L-ref＝100MW；为简化仿真研究，并参考相关参考文献，令负荷调节量的电价响应模型式五中的 $f_1(m(\widehat{T_b}\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}})=0.5(m(\widehat{T_b}\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}-1.1)/(m{\hat{T}}_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}),$ $f_2(m(\widehat{T_b}\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}})=0.4(0.9-m(\widehat{T_b}\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}})/(m{\hat{T}}_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}});$ 选取η_c＝1.0，η_r＝η_exp＝η_{max_E}＝0.9，η_{min_E}＝0.5，P_pb＝100MW。

以图1所示负荷曲线作为负荷预测值的曲线，该地区的分布式电源主要配置光伏发电系统，且光伏发电系统典型负荷日的电源出力曲线如图2所示。

采用本发明提出的基于用电成本差异化运营方法对该地区典型负荷日负荷曲线进行调控，仿真结果如图3-图5所示。其中，图3表示配电网负荷需求程度函数的指数取值。图4中，系统预测负荷曲线描述未采用所发明运营方法时，图1所示负荷消纳图2所示光伏发电后的负荷曲线；系统运行负荷曲线描述采用所发明运营方法进行负荷率调控时，图1所示负荷完全消纳图2所示光伏发电后的负荷曲线；实时电价负荷调节量曲线描述负荷率调控过程中利用实时电价调节的负荷量；可调节负荷调节量曲线描述负荷率调控过程中利用负荷率预防控制调节的可调节负荷量；可中断负荷调节量曲线描述负荷率调控过程中利用负荷率校正控制切除的可中断负荷量。图4中功率标幺值p.u.对应的基准功率为100MW，各调节分量的正值表示负荷功率增加量，负值表示负荷功率减少量。图5描述了上述负荷率调控过程中的实时电价。图4的仿真结果表明：采用本发明所提出的基于用电成本差异化的运营方法，在实时电价和负荷率预防控制协调作用下，调控后的负荷率都能在期望负荷率η_exp附近运行，在负荷率校正控制下，配电网的最高负荷率可有效保证不超过1。同时，仿真结果不仅表明所发明运营方法的可行性和有效性，而且表明利用所发明的运营方法，可以有效消纳分布式电源出力、提高配变容量利用率、节省配变容量投资、实现对负荷的“削峰填谷”控制作用。

当假设当地典型负荷日的分布式电源出力曲线如图6所示时，基于上述仿真初始条件，对图1所示负荷进行基于所发明运营方法的负荷率调控，相关仿真结果如图7和图8所示。仿真中，由于图1所示负荷曲线未变，因此仿真中表示配电网负荷需求程度函数的指数取值仍如图3所示。图7和图8的仿真结果表明，对于不同的分布式电源渗透率，利用本发明仍然能够有效主动配电网的负荷率控制，实现配电网源荷的协调运行。

Claims (4)

1.一种主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，其特征在于包括以下步骤：

S1与电力用户签订具有不同用电成本的差异化供电协议；

S2采用基于期望负荷率滚动校正的实时电价定价方法，在各电价调节时间段内，对配电网负荷进行动态调节；

S3当配电网的负荷率大于负荷率调节设定值时，在各负荷可调节需求时间段内，利用各用户的可调节负荷，按照式十所示基于概率估计的可调负荷调节率估算方法，通过联立方程求解，计算各用户可调负荷容量的期望调节率c(T_r(k))，并通过配电网自动化系统向可调节负荷用户发送调节负荷指令；

$\left\{\begin{array}{c}(\mathrm{\&eta;}\left(T_r\left(k\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_r)P_{\mathrm{pb}}=\left(\underset{i=1}{\overset{n_4}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ir}}\right)\&CenterDot;{\&Integral;}_0^1{R}_{i}f\left(R_i\right)d{R}_i\\ f\left(R_i\right)=\frac{1}{\sqrt{2\mathrm{\&pi;}}\mathrm{\&sigma;}}{e}^{-\frac{{(R_i-c\left(T_r\left(k\right)\right))}^2}{2{\mathrm{\&sigma;}}^2}}\end{array}\right.$    式十；

式十中，η_r为可调节负荷启动的负荷率设定值；η(T_r(k))表示第k个可调节负荷动作时间段内的负荷率；R_i表示第i个可调节负荷用户响应负荷调节命令的可调节负荷实际调节率；f(R_i)表示可调节负荷实际调解率为R_i的出现概率，用正态分布N(c(T_r(k)),σ²)近似描述；n₄表示签订有可调节负荷的用户数量；

S4当配电网的负荷率大于负荷率最大允许值时，在各可中断负荷切除需求时间段内，利用各用户的可中断负荷，按照式十一所示切除负荷原则，明确各可中断负荷切除总量，并通过配电网自动化系统向可中断负荷用户发送切除负荷指令；

$(\mathrm{\&eta;}\left(T_c\left(l\right)\right)-{\mathrm{\&eta;}}_c)P_{\mathrm{pb}}\&le;\underset{i=1}{\overset{n_5}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{\mathrm{ic}})$    式十一；

式十一中，η_c为配电网负荷率最大允许值；η(T_c(l))表示第l个可中断负荷切除时间段内的负荷率；n₅表示计算确定的可中断负荷用户数量。

2.根据权利要求1所述的主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，其特征在于：所述的步骤S1中，所签订的差异化用电成本供电协议，按下面式一对各用户用电成本进行核算：

式一中，cost(i)表示第i个用户的用电成本；p_i(t)为第i个用户的实时用电功率；P_ir为第i个用户签订的响应负荷调节需求的最大功率；P_ic为第i个用户签订的响应负荷切除需求的最大功率；γ_r(T_r(k))为第i个用户在第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；γ_c(T_c(l))为第i个用户在第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重；β_r为负荷调节需求时段内可调节负荷用电电价的优惠惩罚权重；β_c为负荷切除需求时段内中断负荷用电电价的优惠惩罚权重；c(T_r(k))为第k个负荷调节需求时段内的可调节负荷的期望调节率；t_bs(j)和t_be(j)分别为第j个电价调节时间段的开始时刻和结束时刻；t_rs(k)和t_re(k)分别为第k个负荷调节需求时间段的开始时刻和结束时刻；t_cs(l)和t_ce(l)分别为第l个负荷期初需求时间段的开始时刻和结束时刻；m(T_b(j))为第j个电价调节时间段的实时电价；m(T_r(k))为第k个负荷调节需求时间段的实时电价；m(T_c(l))为第l个负荷切除需求时间段的实时电价；α_ir为1表示第i个用户签订有负荷可调节用电协议，为0则表示未签订负荷可调节用电协议；α_ic为1表示第i个用户签订有负荷可切除用电协议，为0则表示未签订负荷可切除用电协议；n₁为用电成本计量时段内的实时电价调节次数；n₂为用电成本计量时段内的可调节负荷的动作次数；n₃为用电成本计量时段内的可切除负荷的动作次数；

式一中第k个负荷调节需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_r(T_r(k)，采用式二进行计算：

${\mathrm{\&gamma;}}_r\left(T_r\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\&le;P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(k\right)\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{rs}\left(k\right)}}^{t_{\mathrm{re}}\left(k\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ir}}\&CenterDot;c\left(k\right)\&CenterDot;T_r\left(k\right)\end{array}\right.$ 式二；

式一中第l个负荷切除需求时段内的用电成本优惠或惩罚权重γ_c(T_c(l))，采用式三进行计算：

${\mathrm{\&gamma;}}_c\left(T_c\left(k\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}\frac{p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)}& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|\&le;P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)\\ \mathrm{sign}(p_i\left(t_{\mathrm{rs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt})& |p_i\left(t_{\mathrm{cs}}\left(l\right)\right)\&CenterDot;T_c\left(l\right)-{\&Integral;}_{t_{\mathrm{cs}\left(l\right)}}^{t_{\mathrm{ce}}\left(l\right)}{p}_i\left(t\right)\mathrm{dt}|>P_{\mathrm{ic}}\&CenterDot;T_c\left(l\right)\end{array}\right.$    式三。

3.根据权利要求1所述的主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，其特征在于：所述的步骤S2包括以下子步骤：

S2-1，利用式四所示的实时电价定价公式，计算T_b(j)时间段的实时电价估计值

$\left\{\begin{array}{c}m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}\mathrm{\&eta;}\left(T_b(j-1)\right)+{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}{m}_{\min }-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}{m}_{\max }\\ \mathrm{\&eta;}\left(T_b(j-1)\right)=\frac{{\&Integral;}_{t_{\mathrm{bs}(j-1)}}^{t_{\mathrm{be}}(j-1)}{P}_L\left(t\right)\mathrm{dt}}{P_{\mathrm{pb}}\&CenterDot;T_b(j-1)}\end{array}\right.$    式四；

式四中，m_{max_E}和m_{min_E}分别为协议期内实时电价的最大值和最小值；η_{max_E}和η_{min_E}分别为期望利用实时电价调节的最大平均负荷率和最小平均负荷率；η(T_b(j))为第j个电价调节时间段的平均负荷率；p_L(t)为实时总负荷；P_pb为配变容量的额定有功功率；

S2-2，采用式五估计T_b(j)时间段内，作用下的负荷调节量

$\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)=\left\{\begin{array}{cc}{P}_{L\_\mathrm{ref}}\&CenterDot;\left(e^{-f_1(m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}})\&CenterDot;m\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)/m_{\mathrm{ave}}-1}\right)\&CenterDot;e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)\&Element;[m_{\mathrm{up}},m_{\max }]\\ P_{L\_\mathrm{ref}}\&CenterDot;(1-e^{-f_2\left(m\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}\&CenterDot;m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)/m_{\mathrm{ave}}})\&CenterDot;e^{-P_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)/P_{L\_\mathrm{ave}}}& m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)\&Element;[m_{\min },m_{\mathrm{low}}]\end{array}\right.$    式五；

式五中，为第j个电价调节时间段内的负荷预测值；P_{L_ave}为负荷统计值的平均值；P_{L_ref}为折算负荷调节量有铭值的基准功率；m_ave为平均电价；m_up和m_low分别为负荷调节对电价变化无响应范围的上限值和下限值；用于描述[m_up,m_max]电价区间负荷量的电价响应特性；用于描述[m_min,m_low]电价区间负荷量的电价响应特性；为根据负荷预测值大小确定的用于描述配电网负荷需求程度的函数；

式五中的变量，由配电网的短期负荷预测值获得；P_{L_ref}根据需求任意设定；m_ave通过m_min和m_max的线性平均值获得；m_up和m_low利用负荷调节量对电价灵敏度实际统计测量数据进行确定；

式五中的函数f₁(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式六计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₁(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_1\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln \left(\frac{\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}}\right)/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式六；

式六中的Δp_L(T_b(j))为第j个电价调节时间段内统计的负荷对电价响应的调节量；

式五中的函数f₂(m(T_b(j)/m_ave)利用统计的各实际测量值m(T_b(j)和Δp_L(T_b(j))，按照式七计算对应各m(T_b(j))/m_ave的f₂(m(T_b(j)/m_ave)数值后，利用二维变量拟合方法确定：

$f_2\left(m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}\right)=-\ln (1-\frac{\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left(T_b\left(j\right)\right)}{P_{L\_\mathrm{ref}}})/m(T_b\left(j\right)/m_{\mathrm{ave}}$    式七；

S2-3，采用式八估算第j个电价调节时间段内，考虑采用估计电价后的负荷率变化：

$\mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)=\frac{p_L\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-p_{\mathrm{DER}}\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)+\mathrm{\&Delta;}{p}_L\left({\hat{T}}_b\left(j\right)\right)}{P_{\mathrm{pb}}}$    式八；

式八中，为第j个电价调节时间段内分布式电源的输出有功功率预测值；

S2-4，根据估算的利用式九进行估计电价的校正：

$\left\{\begin{array}{cc}m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)+\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}(\mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)-{\mathrm{\&eta;}}_{\exp })& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)>{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\\ m\left(T_b\left(j\right)\right)=m\left(\widehat{T_b}\left(j\right)\right)-\frac{m_{\max }-m_{\min }}{{\mathrm{\&eta;}}_{\max \_E}-{\mathrm{\&eta;}}_{\min \_E}}& \mathrm{\&eta;}\left(\widehat{T_b\left(j\right)}\right)<{\mathrm{\&eta;}}_{\exp }\end{array}\right.$    式九；

式九中，η_exp为实时电价调节负荷率的期望值，根据预测负荷的平均负荷与配变容量最大允许有功功率比值确定；当计算校正后的m(T_b(j))大于m_max时，令m(T_b(j))＝m_max；当计算校正后的m(T_b(j))小于m_min时，令m(T_b(j))＝m_min。

4.根据权利要求1-3任意一项所述的主动配电网基于用电成本差异化的运营方法，其特征在于：

所述的步骤S1中,电力用户在认购的差异化用电成本供电协议中，各用户签订的响应负荷调节需求的可调节负荷部分，与其签订的响应负荷可切需求的可中断负荷部分彼此相互独立。